Глава 7

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1. Понятие системы разработки

Под системой разработки нефтяного месторождения (залежи нефти) принято понимать комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки определяет число объектов самостоятельной разработки в разрезе месторождения, число скважин, размещение и последовательности их бурения, обосновывает необходимость и метод искусственного воздействия на продуктивные пласты, способ эксплуатации скважин и определяет основные мероприятия по регулированию процесса разработки для достижения высокой нефтеотдачи, устанавливает комплекс мероприятий по исследовательским работам на залежи нефти и контролю за состоянием разработки.

Для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость сформулировать понятие рациональной системы разработки. В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения.

1. Рациональная система разработки должна обеспечить наименьшую степень взаимодействия между скважинами. Минимальное взаимодействие между скважинами достигается увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при увеличении расстояния между скважинами общее их число на месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарного дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пласта увеличение расстояния между скважинами может привести к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полулинз или про- пластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке.

Таким образом, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.

2. Рациональная система должна обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи. Максимальную нефтеотдачу можно достигнуть при полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.

Внимательное рассмотрение двух названных критериев указывает на то, что они содержат два противоположных требования. Первый критерий требует применения редких сеток, второй— более плотной сетки. Кроме того, сгущение скважин и поддержание пластового давления увеличивают себестоимость нефти. Следовательно, ни наименьшая степень взаимодействия между скважинами, ни максимальный коэффициент нефтеотдачи отдельно не могут быть приняты в качестве единственных критериев рациональности системы разработки.

3. Рациональная система разработки должна обеспечить минимальную себестоимость нефти. Из рассмотренных в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребностей страны в нефти, устанавливаемых народнохозяйственными планами.

Поэтому, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную планом добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.

Следует отметить, что в начале 70-х годов рядом исследователей был поставлен вопрос об исключении требования минимума себестоимости в качестве критерия рациональности вариантов разработки и принятии в качестве определяющего критерия прибыли.

Если обратиться к структуре формулы прибыли Я=Q('Z/— С), где П — прибыль; Q — накопленная добыча нефти; Ц — отпускная-цена нефти; С — себестоимость, то при регламентированной (установленной) отпускной цене на нефть прибыль определяется себестоимостью и накопленной добычей нефти.

Применительно к разработке нефтяных месторождений Татарской АССР начала 70-х годов, когда реально существовала возможность увеличения общего отбора нефти за счет увеличения числа скважин, можно было ставить вопрос об отходе от условия минимума себестоимости и при этом за счет увеличения отбора получить наибольшую прибыль. Некоторое увеличение себестоимости за счет бурения дополнительного числа скважин не всегда уменьшает прибыль, так как на рассматриваемом этапе разработки увеличение добычи и получаемая при этом дополнительная прибыль перекрывают издержки, связанные с бурением и обслуживанием дополнительных скважин.

В условиях ограниченных государственных ресурсов по количеству буровых установок, трубам и другому оборудованию принятие этого условия означало бы отвлечение на месторождения Татарской АССР больших материальных затрат за счет сокращения разведки месторождения и развития нефтедобычи в новых районах. Кроме того, показанная выше формула отражает текущую прибыль, а так как добыча нефти во времени после достижения максимума снижается, причем, чем более высокого уровня достигает текущая добыча (в % от запасов), тем быстрее идет последующее снижение, а поэтому максимум текущей прибыли вовсе не означает максимум накопленной прибыли.

Учитывая высказанные выше замечания, предложения о принятии в качестве критерия рациональности прибыли не были приняты. Таким образом, минимум затрат или минимум себестоимости и в настоящее время остается определяющим при принятии решения о рациональном варианте разработки.

Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.

Приступая к проектированию разработки последовательно прорабатываются такие вопросы:

определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов;

выполняются гидродинамические расчеты по установлению технологических показателей разработки по нескольким вариантам, отличающимся по числу скважин, методу воздействия на продуктивные пласты, условиям эксплуатации скважин и т. д.;

рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки;

анализируются экономические и технологические показатели разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки.

2. Последовательность решения задач проектирования разработки нефтяных месторождений

Ускоренное развитие всех отраслей народного хозяйства СССР предъявляет требование и к нефтяной промышленности,, в части ускорения разведки и скорейшего ввода в разработку нефтяных месторождений. Это, в свою очередь, предопределяет новый подход к проектированию разработки с позиции сокращения сроков составления проектных документов и проектносметной документации на обустройство нефтепромыслов.

-На основании опыта разработки нефтяных месторождений установлен следующий порядок проектирования и содержание основных проектных документов:

I) схема (план) опытной эксплуатации; 2) технологическая схема разработки; 3) проект разработки; 4) комплексный проект разработки.

Схема опытной эксплуатации составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания (гидроразведки), изучения приемистости нагнетательных скважин.

Схема опытной эксплуатации обосновывает первоочередное бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения еще не закончена, запасы нефти и газа еще не утверждены в ГКЗ СССР (Государственная Комиссия по запасам).

Схема опытной эксплуатации составляется с учетом данных опробования разведочных скважин и предварительной оценки запасов нефти. В содержании схемы опытной эксплуатации находят отражение следующие вопросы:

/'кратко освещается геологическое строение месторождения и геолого-физическая характеристика пластов и жидкостей; выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа; рассчитываются (ориентировочно) основные технологические показатели по добыче нефти, газа, воды, изменению пластового давления на несколько лет разработки, определяется расположение и число добывающих скважин;

намечаются работы по опытной закачке воды или испытанию других способов воздействия на залежь;

обосновывается необходимый комплекс геолого-промысловых и геофизических исследований;

определяется (ориентировочно) объем капитальных вложений _ии ожидаемая себестоимость нефти.

Схемы опытной эксплуатации для некрупных месторождений составляются технологическими отделами объединений, ЦНИЛ- ами. После согласования с территориальными органами Госгортехнадзора схема утверждается в нефтедобывающем объединении.

Для крупных месторождений схемы опытной эксплуатации составляются научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовываются с органами Госгортехнадзора, объединениями и утверждаются Министерством.

Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким категориям (В и Ci), а результаты разведки и опытной эксплуатации не позволяют окончательно определить систему разработки. Цель технологической схемы: 1) наметить систему расстановки скважин на залежи и установить их число; 2) установить необходимость и наметить систему поддержания пластового давления; 3) определить изменение технико-экономических показателей разработки на срок до 10—15 лет; 4) установить порядок разбуривания объектов при многопластовом месторождении и очередность бурения скважин на объекте; 5) обосновать необходимый комплекс исследований с целью контроля за разработкой и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках объектов разработки.

Технологическая схема разработки по содержанию включает следующие разделы:

Геологическая часть. Здесь приводятся данные о геологическом строении месторождения, результаты изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, свойств пластовых жидкостей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа,, освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти.

Технологическая часть. В этой части обосновываются исходные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается схема (варианты) разработки и методика гидродинамических расчетов.

Выполняются гидродинамические расчеты по определению технологических показателей вариантов разработки на 10— 15 лет.

Экономическая часть. В ней обосновывается эффективность вариантов разработки с определением объема капитальных вложений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений и т. д.

В заключительной части технологической схемы даются рекомендации по внедрению выбранного варианта разработки с обоснованием комплексов исследований скважин и наблюдений за состоянием разработки месторождения с целью получения обширной геолого-промысловой информации для последующего составления проекта разработки.

Технологическая схема, как правило, составляется научно- исследовательскими и проектными институтами, согласовывается в окружном Госгортехнадзоре и объединении и утверждается Министерством нефтяной промышленности СССР.

Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологическое строение месторождения несложное, или технологической схемы.

Проект разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за весь срок разработки. В проекте обосновывается конечная нефтеотдача и методы ее повышения» намечаются мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются с учетом неоднородности продуктивных пластов с использованием апробированных методик.

При разработке крупных месторождений составляются комплексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства нефтяного месторождения с решением следующих задач: проектирование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа; определение объема и очередности строительства объектов сбора; проектирование объектов поддержания пластового давления.

^г|водозаборы, насосные станции, кустовые насосные станции и т. д.); проектирование строительства дорог, линий электропередач, баз производственного обслуживания и т. д.

Составление комплексных проектов (схем) способствует ускорению ввода месторождений в разработку. Составление именно комплексных проектов стало возможно в связи с реорганизацией научных учреждений в системе Министерства нефтяной промышленности СССР, когда проектные и научно-исследовательские институты объединены в единые организации. Созданы региональные научно-исследовательские и проектные институты.

При разработке крупных многопластовых месторождений предпочтение отдается составлению генеральных технологических 'схем разработки (Генсхема). Такие схемы составлены во ВНИИнефти (г. Москва) для крупных месторождений Сибири, Казахстана.

В Генсхеме решаются основные вопросы разработки много- лластового месторождения в такой последовательности.

1. На основании результатов геолого-промыслового изучения многопластового месторождения намечаются различные варианты воздействия, в частности, законтурное и внутриконтурное заводнения, включая площадные системы, в различных вариантах выделения объектов разработки. Рассматриваются вопросы эксплуатации каждого горизонта самостоятельной сеткой скважин и различные сочетания объединения нескольких горизонтов в один объект с единой сеткой скважин.

2. Оцениваются добывные возможности намечаемых вариантов разработки при различном числе добывающих и нагнетательных скважин, включая варианты интенсификации процесса увеличения перепада давления между нагнетательными и добывающими скважинами. Определяются технико-экономические показатели разработки по отдельным объектам и месторождению в целом.

На основании комплексного геологического, технологического и экономического анализа выбирается вариант, отвечающий требованиям рациональной системы разработки. Критерием в выборе варианта служит минимум затрат на разработку месторождения в целом при условии выполнения планового задания на добычу нефти. Таким образом, многие вопросы разработки многопластового месторождения должны решаться не по отдельно выделенному горизонту (объекту), а для месторождения в целом. Практика проектирования и разработки месторождений показывает, что наилучшие технологические результаты достигаются при условии совпадения линий нагнетания в плане для всех объектов разработки многопластового месторождения и особенно при внедрении внутриконтур- ного заводнения.

Нарушение принципа единых совмещенных линий нагнетания («разрезания») может привести к перетокам жидкости между пластами через литологические окна и неплотности цементного кольца за колонной.

Кроме того, совпадение линий нагнетания по различным горизонтам позволяет осуществить систему одновременной раздельной закачки воды в два горизонта через одну скважину. Наилучшие технико-экономические показатели разработки достигаются при одновременном вводе в разработку всех объектов. Преимущество одновременного ввода всех объектов в разработку состоит в лучшей технологии выработки запасов нефти, лучшей организации работ по разбуриванию месторождения, обустройству и добыче нефти. Принятие условия совпадения линий нагнетания по нескольким горизонтам на крупном многопластовом месторождении позволяет вводить его в разработку отдельными участками, блоками.

В первую очередь вводятся в разработку блоки (участки) с наибольшей плотностью запасов и с лучшей геолого-промысло- вой характеристикой. Такой подход к реализации системы разработки многопластового месторождения позволяет быстро наращивать добычу, а последующим вводом в разработку менее продуктивных участков (блоков) поддерживать добычу на достигнутом высоком уровне.

3. Основные геологические данные для проектирования разработки

В связи с необходимостью быстрого ввода нефтяных и газовых месторождений в разработку обретают особую значимость вопросы установления рациональной их разведанности с определением минимального объема исходных данных для проектирования системы разработки.

Составление технологической схемы или проекта разработки базируется на следующих геолого-промысловых материалах, полученных в результате геолого-разведочных работ и опытной эксплуатации.

1. В результате геолого-поисковых разведочных работ должны быть построены детальные структурные карты по кровле и подошве нефтяного пласта с показом тектонических нарушений, линий выклинивания и замещения продуктивных отложений на непродуктивные. Кроме того, должны быть построены карты изопахит и литолого-стратиграфические разрезы.

2. Должно быть установлено положение внутреннего и внешнего контуров нефтеносности вода — нефть (ВНК) и нефть — газ (ГНК).

3. Подлежат исследованию в лабораториях свойства нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях. Среди свойств пластовой нефти с особой тщательностью должны быть исследованы такие параметры, как давление насыщения нефти газом и зависимость вязкости, объемного коэффициента пластовой нефти от давления насыщения. Высокая достоверность и правильность определения этих параметров необходимы для расчетов показателей разработки залежи нефти.

4. Коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, карбонатность и другие) должны быть изучены как по данным пластового керна, так и с помощью промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Обработку первичных материалов исследований коллекторских свойств пласта необходимо проводить с привлечением математической статистики. Следует заметить, что коллекторские свойства в законтурной, водоносной части пласта должны изучаться с неменьшей тщательностью, так как состояние пласта в законтурной части нередко предопределяет подход к вариантному решению по выбору системы разработки. Нельзя распространять результаты изучения коллекторских свойств центральной, нефтенасыщенной части пласта на законтурные его части. Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что для большинства месторождений коллекторские свойства пласта в законтурной части отличаются чаще в сторону ухудшения.

5. На стадии опытной эксплуатации скважин должны быть тщательно измерены начальные пластовые давления и установлена динамика изменения давления во времени. В пробуренных скважинах должны быть определены коэффициенты продуктивности, пьезопроводности при установившихся режимах фильтрации. Если в объект разработки включаются неоднородные пласты с выделением отдельных пропластков, то в скважинах следует проводить исследования скважинными дебитомерами. Особую значимость на стадии опытной эксплуатации скважин имеют исследования по установлению дебитов или предельных депрессий, определяемых из условия пескопроявления скважин, подтягивания конусов воды или газа и др.

Несвоевременное изучение этих вопросов может привести к тому, что полученная в результате гидродинамических расчетов величина отбора нефти не будет достигнута при фактической эксплуатации скважин, и потребуются дополнительные исследования с последующим пересчетом технологических показателей разработки.

6. На стадии опытной эксплуатации месторождения должны быть намечены и проведены исследования и наблюдения по изучению проявлений естественного режима залежей нефти. Значение естественного режима во многом предопределяет подход к проектированию системы разработки и установлению вариантов проектных решений. Так, например, если по результатам наблюдений за опытной эксплуатацией объекта разработки не

ожидается проявление режима растворенного газа (давление насыщения существенно ниже начального пластового давления, отмечается поступление в залежь краевых вод), то варианты разработки залежи нефти при режиме растворенного газа при проектировании могут не рассматриваться.

Выделение объектов самостоятельной разработки

Если при разведке месторождения скважинами вскрывается несколько нефтепродуктивных пластов, то при решении задач проектирования особо важным и актуальным является вопрос о выделении эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки по отдельной сетке скважин. Эта задача решается на основе тщательного изучения и анализа материалов по геологическому строению залежи, коллекторских свойств горизонтов, физико-химических свойств жидкостей и газа, особенностей проявления естественного режима разработки пластов и т. д. Поэтому в разделе о геологическом строении месторождения должен быть установлен тип залежей нефти, сделана оценка запасов нефти и газа по выделенным пластам, тщательно изучена толщина пластов по их простиранию.

Основополагающим принципом для выделения пласта в самостоятельный объект разработки является то, чтобы запасы нефти и дебиты скважин при самостоятельной его разработке обеспечили бы такой уровень добычи, при котором эксплуатация объекта экономически оправдана.

Нецелесообразно в один объект объединить два продуктивных горизонта, когда одна из залежей чисто нефтяная, а вторая нефтегазовая или обе залежи нефтяные, но одна из них водоплавающая. При выделении объектов следует учитывать продуктивность скважин по пластам. Так, в самостоятельный объект эксплуатации можно выделить пласт с высокими продуктивными характеристиками скважин, хотя общие запасы и плотность запасов нефти этого пласта ниже по сравнению с пластом низкой производительности скважин. Выделение пластов по их толщине в самостоятельный объект также зависит от продуктивности скважин и конечных технико-экономических показателей.

Не рекомендуется объединять в один объект разработки пласты, проницаемость по которым различается в 2 и более раза. Также не рекомендуется совместная разработка пластов с равными пластовыми давлениями, особенно, когда давление в одном из них близко к давлению насыщения. Не рекомендуется объединять для совместной разработки пласты, нефти которых различаются по вязкости более чем в 4 раза.

Показанные выше предпосылки к выделению объектов самостоятельной разработки способствуют обеспечению необходимых темпов эксплуатации выделяемых объектов, не подвергая длительной консервации часть запасов нефти, что неизбежно при совместной эксплуатации. Кроме того, такой подход позволяет эффективно контролировать и регулировать разработку пласта,, учитывая особенности его геологического строения, положение контуров нефть — вода, нефть — газ, а также его неоднородность. Вместе с тем, следует заметить, что при проектировании разработки месторождения с выделением нескольких объектов самостоятельной эксплуатации должна быть сделана увязка вариантов разработки отдельных объектов по расположению добывающих и водонагнетательных скважин. Так, например практикой разработки нефтяных месторождений установлено, что лучшие результаты достигаются тогда, когда линии рядов водонагнетательных и добывающих скважин в плане совпадают. Такое решение предупреждает неудачи в проводке скважин. Если в силу различных причин бурение скважины до нижнего объекта осуществить не удается, то она используется для выше расположенного объекта.

Еще раз напомним, что окончательное решение о выделении объектов самостоятельной разработки делается на основании технико-экономических показателей, руководствуясь требованиями рациональной разработки отдельных пластов и месторождения в целом.

Установление нижнего предела проницаемости

Результаты геолого-промысловых исследований нефтепродуктивных пластов показали, что не вся толщина пластов, относимая по результатам геофизических исследований к нефтенасыщенной, является нефтеотдающей при достигнутых в процессе разработки перепадах давления (депрессиях).

Однако замечено, что в слоисто-неоднородных пластах увеличение депрессии сопровождается приобщением к разработке ранее не отдающих нефть пластов или прослоев.

Таким образом, установление предельной проницаемости пластов — сложная задача, связанная с возможностями достижения высоких депрессий, которые, в свою очередь, обусловливаются мощностью оборудования для механизированной добычи нефти.

Для решения поставленной задачи скважины исследуют скважинными расходомерами (дебитомерами) при установившихся отборах, задавая различные депрессии на забой скважины (см. гл. 6). По результатам исследований строится кривая, отражающая зависимость отношения нефтеотдающей толщины пласта ко всей нефтенасыщенной толщине от перепада давления (депрессии) (рис. 7.1). По данным профилей притока, снятых при соответствующих перепадах давления и дающих картину притока по разрезу скважины, определяют проницаемость про* слоев но толщине и минимальное значение проницаемости прослоя, из которого при этом перепаде давления еще возможен приток нефти.

После проведения исследований и расчетов строят графики зависимости нижнего предела проницаемости от перепада давления (рис. 7.2).

Если предварительными технико-экономическими исследованиями обоснован перепад давления, то непосредственно по графикам устанавливается нефтеотдающая толщина пласта и нижний предел проницаемости. При составлении расчетной схемы слоисто-неоднородного пласта для вычисления средних значений проницаемости из расчетов должна исключаться толщина прослоев проницаемостью 0—Lin.

В проектные варианты разработки для выполнения гидродинамических расчетов по определению технологических показателей процесса и нефтеотдачи могут включаться варианты, отличающиеся по перепаду давления. В этом случае для каждого варианта, отличающегося по Ар, рассчитывается нижний предел проницаемости и, соответственно, с учетом £_т1п рассчитываются средние значения проницаемости, пористости и нефте- отдающая толщина пласта.

Расчет средних параметров пластов и установление необходимого количества исходных данных

Продуктивные нефтеносные пласты обладают неоднородным строением. При анализе фактических данных по многим месторождениям было установлено, что на расстояниях, соизмеримых с реальным расстоянием между скважинами, параметры пласта могут меняться неоднократно, это позволяет полагать, что к полученным значениям проницаемости по отдельным скважинам следует подходить как к случайным величинам, изучение которых связывается с использованием методов математической статистики и теории вероятности.

При проектировании разработки месторождений наиважнейший параметр — проницаемость. Изучение закономерностей в изменении проницаемости с использованием таких основных статистических характеристик, как математическое ожидание, дисперсия, коэффициент вариации, позволяет, хотя неполно, выразить качественную и количественную характеристики неоднородности пласта.

Исследование неоднородности ведется в двух направлениях. Одно из них ставит своей целью изучение неоднородности в широком плане для проведения геологических сопоставлений. Другое направление — более узкое, рассматривает влияние неоднородности на разработку нефтяных месторождений и выбор оптимальных систем разработки.

Рис. 7.1. Зависимость охвата пласта Рис. 7.2. Зависимость нижнего пре- разработкой по толщине от депрес- дела проницаемости от депрессии:

СИИ: 1 — горизонт XIII; 2 — горизонт XIV

7 — горизонт XIII; 2 —горизонт XIV

При проектировании наиболее важно оценить влияние на разработку месторождения неоднородности по проницаемости.

При изучении неоднородности необходимо проводить детальное изучение всех разрезов скважин и последующую их корреляцию с целью расчленения продуктивности пласта на отдельные пачки и более дробные слои. В дальнейшем полученные данные следует применять в комплексе со статистическими методами и теорией вероятности. Для установления статистических характеристик и сопоставления объектов разработки строят графики, устанавливающие связь между исследуемым параметром и частотой встреч п параметров. Точки на графике могут соединяться ступенчатой кривой (рис. 7.3), такие кривые получили наименование гистограмм, или плавной кривой, называемой полигоном распределения проницаемости (рис. 7.4). Применительно к распределениям проницаемости полигон распределения называют спектром проницаемости. Значение параметра, отвечающее наибольшей частоте встреч называют модой, которое на рис. 7.4 обозначено й_мод-

Изучение неоднородности реальных пластов месторождений показывает, что возможны различные распределения проницаемости.

Наиболее известная статистическая модель — нормальное или гауссовское распределение. Нормальное распределение дает приемлемое описание многих (хотя и не всех) реальных явлений, а поэтому оно широко используется в практике расчетов.

12